Способ заканчивания скважины

Способ заканчивания скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобьшающей пром-сти и позволяет предотвратить загрязнения зумпфа при освоении слабосцементированных продуктивных пластов. В законченную бурением и обсаженную колонкой скважину через бурильную колонну в зону зумпфа закачивают водный раствор пенообразующего поверхностно-активного вещества с добавкой газообразователя. В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины. В качестве поверхностно-активного вещества используют сульфанол 1,5-2,0% или полизтиленгликолевые эфиры алкилфенолов в количестве 0,5-1,0%. Далее поджимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации, в зону перфорации закачивают устойчивую пену, спускают перфоратор и производят прог стрел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт идос- .тигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол твердой фазы и бурового раствора. 1 з.п.ф-лы. i (Л

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCMOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

11

И ,; 4

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 4017096/22-03 (22) 25.12.85 (46) 23.08.88. Бюл. У 3) (71) Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.Е.Шмельков, В.Ф. Коваленко и А.В.Осипов (53) 622.245.14(088.8)

Ф

1 (56) Минеев Б.П. и др. Некоторые методы воздействия на приэабойную зону

;скважин. — Нефтепромысловое дело.

1976, с.44.

Амиян А.Б. Освоение скважин применением пенных систем. — Обзорная информация ВНИИОЭНГ: Нефтепромысловое дело, 3(75). M., 1984, с.19-20, 25-33. (54) СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром"сти и позволяет предотвратить загрязнения зумпфа при освоении слабосцементированных про„„SU„„1418468 А 1

Ш 4 Е 21 В 43/00 дуктивных пластов. В законченную бурением и обсаженную колонкой скважину через бурильную колонну в зону зумпфа закачивают водный раствор пенообразующего поверхностно-активного вещества с добавкой гаэообраэователя.

В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины, В качестве поверхностно-активного вещества используют сульфанол 1,5-2,0Х или полиэтиленгликолевые эфиры алкнлфенолов в количестве 0,5-1,ОХ. Далее поджимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации, в зону перфорации закачивают устойчивую пену, спускают перфоратор и производят про.стрел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт идос- С .тигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол твердой фазы и бурового раствора. 1 з.п.ф-лы. Эапц

14!8468

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам заканчивания скважин, и может быть использовано при перфо5 рации газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым давлением и слабосцементированными коллекторами, Цель изобретения — предотвращение загрязнения зумпфа при освоении слабосцементированных продуктивных пластов.

Способ осуществляют следуюшим образом. 15

В законченную бурением и обсаженную колонной скважину через бурильную колонну, опущенную до искусственного забоя, в зону зумпфа закачивают водный раствор ПАВ с добавкой газо- 20 образователя, Поднимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации в зону перфорации и на 200—

500 м выше эакачивают устойчивую пену. Спускают перфоратор и производят прострел эксплуатационной колонны.

Затем в скважину опускают насоснокомпрессорные трубы до верхнего ин-. тервала перфорации и проводят операцию вызова притока. В процессе вызо- З0 ва притока происходит плавное снижение репрессии на пласт и достигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол скважины фильтрата, твердой фазы и бурового раствора. К этому вре- 5 мени газообразователь, прогревшийся вместе с раствором ПАВ до температуры окружающих скважину горных пород, начинает разлагаться с выделением газа. Происходит вспенивание водного 40 раствора. ПАВ и в виде пены этот ра-. створ поднимается в зону фильтра.

Одновременно из призабойной зоны в ствол скважины поступают продукты„ загрязняющие пласт, которые, смешива- 45 ясь с пеной, выносятся на поверхность.

В качестве инициаторов газообраэователей приемлемы реагенты, способные в условиях скважины разлагаться с выделением газа. Но более эффективны углекислые соли аммония, карбонат и бикарбонат аммония, мочевина и др.

Преимуществом этих соединений является то, что только после их прогрева до определенной температуры и сниже- ния давления в процессе вызова притока ниже определенной величины будет выделяться газ. Другим преимуществом этих газообразователей является обратимость реакции их разложения и по мере подъема образовавшейся пены по

НКТ она частично остывает и гаэообразователь в виде водного раствора опускается на забой и, прогревшись, вновь разлагается с выделением газов.

Количество газообразователя определяют исходя из воэможности получения максимального количества газа, а это связано с их растворимостью в воде в нормальных условиях. В качестве пенообразующих ПАВ используют сульфонол 1,5-27, полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов (ОП-7, ОП-10, превоцелл И вЂ” OP — 100) 0,5-1 07.

При меньшей концентрации пенообразующих ПАВ получаемая пена в присутствии инициаторов газообразования имеет низкую устойчивость и кратность, увеличение же концентрации

ПАВ не приводит к существенному повышению кратности и устойчивости пены и является экономически нецелесооб1,6

1050 разным.

Пример 1.

Глубина скважины, м 820

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 163

Интервал перфорации, м 740-770

Пластовое давление, MIIa

Пластовая температура, С 60

Плотность бурового раствора, кг/м

Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного пласта, MIIa 7,77

Продуктивный пласт представлен слабосцементированным песчаником.

Для закачки в зону зумпфа водного раствора ПАВ (например, 27-ный раствор сульфонола) с добавкой гаэообразователя (углекислые соли аммония 20 ) необходимо приготовить 18x50=900 л этого раствора (18 — объем одного погонного метра эксплуатационной колонны, 50 — интервал зумпфа).

Для этого к 800 л воцы необходимо добавить 180 кг углекислых солей ам-. мония и 18 кг сульфонола, дополнив общий объем до 900 л. При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забоя (820 м) закачивают приготовленный раствор IIAB с добавкой газообразователя в зону зумп1418468

40 фа (интервал 770-820 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 770 м и при помощи насосного агрегата одним из известных способов в интервал перфорации и на 200 м вьппе закачивают

5 устойчивую пену со средней плотностью в условиях скважины 500 кг/м., затем поднимают бурильную колонну. Проводят перфорацию эксплуатационной ко.лонны, опускают насосно-компрессорные трубы до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов, при давлении на водный раствор ПАВ с добавкой газооб- 16 раэователя, находящийся в зоне зумпфа, 1,3 МПа. Гаэообраэователь, уже нагретый до пластовой температуры 60 С, начинает разлагаться с выделением NH и ÑÎ ° При более высоком давлении газ 20 будет находить ся в рас тв ор е ином с остоянии, так как давление насыщения в системе вода-углеаммонийные соли составляет 1,4 MIIa.

Образующая пена поднимается в зону 25 фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения пласта выносится на поверхность.

Пример 2. 30

Глубина скважины, м 930

Диаметр эксплуатационной колонны,мм 168

Интервал перфорации, м 830-860

Пластовое давление, МПа 2,1

Пластовая температура, оС 76

Плотность бурового раствора, кг/м 1070

Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, 45

МПа 8,88

Продуктивный пласт представлен че" редованием глин и песчаника.

Для закачки в зону зумпфа водного раствора ПАВ (в качества ПАВ используется ОП-10 концентрации 0,57) с до-: бавкой газообразователя (углеаммонийные соли концентрации 20%). Необходимо приготовить 18x70 = 1260 л этого раствора. Для этого необходимо добавить 252 кг углеаммонийных солей и ,после их растворения добавить 260 л водного раствора ОП-10. Для приготовления водного раствора ОП-1О в 200 л воды,. нагретой до 60-80 С, растворяют 6,3 кг ОП-10, а затем добавляют

60 л воды.

При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забоя (930 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразователя в зону зумпфа (интервал 930-860 м).Поднимают бурильную колонну до глубины

860 м и при помощи насосного агрегата одним из известных способов в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену и поднимают бурнльную колонну. Пронодят лерфора-; цию эксплуатационной колонны, спускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов. Для вызова притока иэ пласта необходимо создание депрессий, равной 0,3 МПа. При такой депрессии давление на водный раствор

ПАВ с добавкой газообразователя составляет 1,8 МПа. Гаэообразователь, нагретый до пластовой температуры

О

76 С, начинает разлагаться (давление насыщения в системе вода — углеаммо" нийные соли при температуре 76 С составляет 1,9 МПа). Образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совмест-. но с продуктами, засоряющими приэабойную зону, и материалами разрушения пласта выносится на поверхность.

Пример 3.

Глубина скважины, м 2100

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168

Интервал перфорацииу м 2010-2050

Пластовое давление, МПа 3,8

Пластозая температура, С 87

Плотность бурового раствора, кг/M> 1040

Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, МПа 20,9

Продуктквный пласт представлен че-,. редованием слабосцементированного песчаника с глинами. Необходимая депрессия для вызова притока 0,4 МПа. В качестве газообразователя использован 20Х-ный водный раствор карбоната аммония, в качестве ПАВ сульфонол концентрации

1р5Х. Для закачки в зону водного рас.: створа газообразователя с добавкой сульфонола необходимо приготовить

14184

3050-3120

18x50 = 900 л раствора. Для этого в

700 л воды растворяют 180 кг карбоната аммония. Добавляют 18 кг сульфоноЛа, перемешивают, добавляют воду до

900 л и вновь перемешивают. При спуенном открытом конце бурильной коонны до искуственного забоя (2100 м? акачивают приготовленный раствор ПАВ добавкбй газообразователя в зону 10 эумпфа (интервал 2050-2100 м), Подни1 мают бурильную колонну до глубины

050 м и при помощи насосного агрегата одним из известных способов в интервале перфорации и на 200 м вьппе . 15 накачивают устойчивую пену, затем . поднимают бурильную колонну. Проводят перфорацию, спускают НКТ до верхних

Дыр интервала перфорации и осваивают кважину, В процессе освоения скважи- 2G ны после снижения забойного давления ближе 34 МПа (давление насыщения в системе вода — карбонат аммония при тем-. ературе 87 С) газообразователь на инает разлагаться, образующаяся пена 25 цоднимается в зону фильтра и совмест-: ь о с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения. г ласта выносится на поверхность.

Пример 4.. 30

Глубина скважины, м 3200

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168

Интервал перфорации, м

Пластовое давление, MIIa 7,7

Пластовая температура, С 112

Плотность бурового раствора, кг!мэ 1120

Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, 45

МПа 34,16

Продуктивный пласт представлен слабосцементированным песчаником, склонньм к разрушению. Необходимая, депрессия для вызова притока 1,9МПа.

В качестве газообразователя использован 457.-ный водный раствор мочевины, а в качестве поверхностно-активного вещества — неионогенное ПАВ марки

ОП-7. Готовят 1440 л (18х80) водного раствора газообраэователя с добавкой

0,7Х ОП-7. Для этого в 1000 л воды растворяют 648 кг мочевины, а в 440 л воды, предварительно подогретой до

68 б

60-70 С, растворяют 10 кг ПАВ. Затем растворы смешивают. При опущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забоя (3200 м) закачивают приготовленный раствор в зону зумпфа (интервал 3120-3200 м) ° Поднимают бурильную колонну до глубины

3120 м и в интервал перфорации и на

200 м выше закачивают устойчивую пену, затем производят подъем бурильной колонны, Проводят перфорацию, опускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину. К этому времени водный раствор ПАВ с газообраэователем прогревается до пластовой температуры 112 С. В процессе освоения забойное давление начинает снижаться и при величине меньше 60 Мпа (давление насыщения в системе вода— мочевина при 112 С) газообраэователь разлагается, образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения пласта выходит на поверхность.

Пример 5.

Глубина скважины, м 820

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168

Интервал перфорации, м 740-770

Пластовое давлением МПа 1,6

Пластовая температура, С 60

Плотность бурового раствора, кг/м 105О ,Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, MIIa 7,77

В качестве газообразователя ис" пользован 20Х-ный водный раствор углеаммонийных солей, а в качестве ПАВ превоцелл W.-OF-IОО. Для закачки в зону зумпфа водного раствора углеаммонийных солей с добавкой 0,57 превоцелла.W-OF-IOO необходимо приготовить

900 л (18х50 ) этого раствора. Для этого в 700 л воды растворяют 180 кг углеаммонийных солей, а в 200 л воды, предварительно подогретой до 60"

70 С, растворяют 4,5 кг превоцелла

W-OF-100. Затем оба раствора смешивают. При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного

1418468

Формула и з обретения

Составитель Л.Бестужева

Техред И.Верес Корректор М.Максимишинец

Редактор А.Козориз

Заказ 4138/34 Тираж 531 Подписное

ВНИИГП1 Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 забоя (820 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразователя в зону зумпфа (интервал 770820 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 770 м при помощи насосного агрегата и компрессора в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену со средней плотностью

500 кг/м, затем производят подъем бурильной колонны. Проводят перфорацию эксплуатационной колонны, спускают насосно-компрессорные трубы до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов ° К этому времени водный раствор ПАВ с газообразователем прогревается до пластовой температуры

60 С и после снижения давления менее

1,4 МПа (давление насыщения в системе вода — углеаммонийные соли) газообразователь начинает разлагаться °

Образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения пласта выносится на поверхность.

1. Способ заканчивания скважины с аномально низкими пластовыми давлениями, включающий закачку в зону перфорации устойчивой пены, прострел колонны и вызов притока газа, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью

10 предотвращения загрязнения зумпфа при освоении слабосцементированных продуктивных пластов, перед закачиванием устойчивой пены зону эумпфа заполняют водным раствором пенообразующего по-

15 верхностно-активного вещества с добавкой газообразователя.

2. Способ по п.1, о т л и ч а ю— шийся тем, что в качестве газообразователя используют водный раствор .карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины, а в качестве пенообразующего поверхностно-активного вещества используют

25 сульфонол в количестве 1,5-2,07. или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов в количестве 0,5-1,0Х.